Расчеты по проектированию головной нефтеперекачивающей станции эксплуатационного участка

, где

Н_ПОЛ - полезный напор, необходимый для ведения процесса перекачки с расходом Q_Р=1638,7м³/ч.

Н_ФАКТ - фактически затрачиваемый напор.

В нашем случае потери составляют порядка 20%.

Таким образом, в данном проекте наиболее целесообразно применить метод изменения частоты вращения вала насосного агрегата, путем изменения частоты вращения вала электродвигателя, в диапазоне от 2720 об/мин до 3000об/мин.

4. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов

Обратные клапана, задвижки и шаровые краны собой устройства, предназначенные для управления потоком жидкости, транспортируемой по трубопроводу.

На данном этапе проектирования ГНПС ЭУ, основываясь на многолетний практический опыт, требуется выбрать тип арматуры из представленного сортамента:

§ Узел подключения к МН:

- устанавливаем задвижки на входе и выходе НПС, задействованные в системе общестанционных автоматических защит на закрытие - оборудуем шиберными задвижками в количестве 2 штук: Dу=700мм, Ру=6,3МПа, класс герметичности затвора «А», электропривод;

- на участке трубопровода после МН до узла регулирования устанавливаем быстродействующий обратный клапан (без демпфера): D_у=700 мм, Р_у=6,3МПа.

§ Систему фильтров грязеуловителей оборудуем шиберными задвижками в количестве 6 штук: D_у=500 мм, Р_у=4,0МПа, класс герметичности затвора «А», электропривод.

§ Узел предохранительных устройств:

Узле №1:

- перед СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=1,6МПа, D_у=100мм, класс герметичности затвора «А», ручной привод ;

- после СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=1,6МПа, D_у=150мм, класс герметичности затвора «А», ручной привод;

- на байпасном трубопроводе между входным и выходным трубопроводами узла предохранительных клапанов № 1, устанавливаем шиберную задвижку Dу=250мм, Ру=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», электропривод.

Узле №2:

- перед СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=4,0МПа, D_у=150мм, класс герметичности затвора «А», ручной привод;

- после СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=1,6МПа, D_у=200мм, класс герметичности затвора «А», ручной привод ;

§ Узел учета нефти:

- блок фильтров УУН №1 на входе ГНПС ЭУ, оборудуем клиновыми задвижками в количестве 6 штук: D_у=500 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», электропривод;

- блок фильтров УУН №2 расположенным между ПНС и основными насосами, оборудуем клиновыми задвижками в количестве 6 штук: D_у=500 мм, Р_у=2,5МПа, класс герметичности затвора «А» , электропривод;

- блок измерительных линий узла учета №1 предусматриваем 10 клиновых, задвижек D_у=200 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом;

- блок измерительных линий узла учета №2 предусматриваем 10 клиновых задвижек D_у=200 мм, Р_у=2,5МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом;

- блок поверочного устройства, оборудуем шаровыми кранами Ру=2,5МПа, в количестве 2 штук.

§ Резервуарный парк:

- для распределения потоков нефти по резервуарам, оборудуем технологические трубопроводы резервуарного парка клиновыми задвижками, D_у=700 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом;

- для распределения потоков нефти на выходе из резервуарного парка, оборудуем трубопроводы клиновыми задвижками D_у=800 мм, Р_у=16МРа.

- на входные и выходные патрубки резервуаров принимаем: шиберных задвижек D_у=500 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом;

- для установки запорной арматуры на патрубок зачистки, принимаем 4 клиновые задвижки D_у=150 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с ручным приводом;

§ Подпорная насосная станция:

- приемные (всасывающие) линии подпорных насосов (агрегатные задвижки), принимаем: 4 клиновые, задвижки D_у=400 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом;

- выкидные (нагнетательные) линии подпорных насосов (агрегатные задвижки), принимаем: 4 клиновые, задвижки и 4 обратных клапана D_у=350 мм, Р_у=2,5МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом.

§ Основная насосная станция:

- нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки), принимаем: 6 шиберных задвижек D_у=500 мм (3шт) и D_у=400 мм (3шт), Р_у=7,5МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом и 3 обратных клапана D_у=400мм, Р_у=7,5МПа.

5. Описание направлений потоков нефти и положение задвижек в штатном режиме перекачки

Нефть от предыдущей НПС через шиберную задвижку №1-А, задействованную в системе общестанционных автоматических защит на закрытие (положение задвижки открытое), направляется к фильтрам грязеуловителям. На узле ФГ: Ф-1, Ф-2 рабочие фильтра (задвижки №1-4 открыты), Ф-3 резервный фильтр (задвижка №5 - открыта, №6 - закрыта). В случае необходимости отключения одного из рабочих фильтров, задвижка №6 открываются, а на отключаемом фильтре, задвижки на выходе и на входе закрываются. На участке трубопровода от ФГ до УУН №1 смонтирован узел предохранительных клапанов - УП№1. На узле установлены: 2 рабочих клапана и 1 резервный (задвижки на рабочих клапанах - открыты и опломбированы, на резервном - закрыты).

На входе в УУН №1(узел учета нефти) смонтирован «Блок фильтров тон- кой очистки». В штатном режиме, Ф-4 и Ф-5 рабочие (положение задвижек №14-17, открыты), Ф-6 - резервный (задвижка №18 - открыта, №19 - закрыта). Далее нефть проходит через измерительные линии. ИЛ-2,3,4 - рабочие, ИЛ-1 - поверочная, ИЛ-5 - резервная. Задвижки: №23,24,26,27,29,30 - открыты, №20,21,22,25,28,31,32,33,34,35,36 - закрыты. После УУН №1 для распределения потока нефти по резервуарам Р-1,2,3 (РВСП-20000), должны быть открыты приемные задвижки: №37, 40,44,47,51,54. Для осуществления коммерческих операций по приему нефти с промыслов, смонтирован трубопровод с размещенными на нем задвижками №37-А и 38-А. Для предотвращения обратного перетекания нефти от НПС к промыслу, между задвижками установлен обратный клапан. В штатном режиме работы, задвижки: № 37-А,38-А,39,46, и 53, открыты. В целях защиты резервуаров от перелива в составе резервуарного парка дополнительно предусмотрена резервуарная емкость Р-4 (РВС-5000), в объеме 2-х часовой производительности нефтепровода. Для включения ее в работу, открываются задвижки №58 и 61, а для раскачки, задвижки №62 и 63 (при внутренней перекачке и №64).

Для подачи нефти от резервуарного парка к подпорной насосной по трубопроводу Ду800, открываются задвижки №41,42,48,49,55 и 56. Откачка осуществляется темя подпорными насосами (НПВ600-60) Н-1,2,3, насос Н-4 - резервный.

Задвижки: №65,66,69,70,73,74 и 77, должны быть открыты. Задвижки: №67,68,71,72,75,76,78,79 и 80, должны быть закрыты. Для учета перекачиваемой НПС нефти, между подпорной и основной станцией, установлен УУН №2. На участке трубопровода от ПНС до УУН №2, проектом предусмотрен узел предохранительных клапанов (УП №2), оснащенный 3 предохранительными клапанами (2-ва рабочих и 1-ин резервный).

На входе в УУН №2(узел учета нефти) смонтирован «Блок фильтров тон- кой очистки». В штатном режиме, Ф-7 и Ф-8 рабочие (положение задвижек №88-91, открыты), Ф-9 - резервный (задвижка №92 - открыта, №93 - закрыта). Далее нефть проходит через измерительные линии. ИЛ-2,3,4 - рабочие, ИЛ-1 - резервная, ИЛ-5 - поверочная. Задвижки: №97,98,100,101,103,104 - открыты, №96,99,102,105,106,107,108,109,110 - закрыты. От УУН №2 продукт подается на прием основных насосов (НМ1800-240) Н-1,2,3. Н-2,3 - рабочие, Н-1 - резервный.

Задвижки: №111,113,114,115 и 116 - открыты, №112 - закрыта.

Далее нефть, через УР (узел регулирования), оснащенный двумя регуляторами давления: РД-1 и РД-2, где РД-1 - рабочий, РД-2 - резервный (задвижки №117,118,119 - открыты, задвижка №120 - закрыта), проходя через шиберную задвижку №121, задействованную в системе общестанционных автоматических защит на закрытие (положение задвижки открытое), попадает в МН (магистральный нефтепровод).

Для перекачки нефти из резервуара в резервуар используем резервный подпорный насос Н-4. А так же, проектом предусмотрены врезки и задвижки, для перекачки насосами Н-1,2,3 и перепуска продукта между резервуарами без применения насосных агрегатов. Перекачку ведем по линии внутренней перекачки (Ду800 - линия на прием насосов и Ду400 - линия нагнетания). При перекачки нефти из Р-1 в Р-3 насосом Н-4: Р-1 задвижки по выходу из резервуара №41,43 - открыты, №42 - закрыта, задвижки по входу в резервуар №37,38,39 и 40 - закрыты; Н-4 задвижки на приемной и нагнетательной линиях, № 77 и №78 - закрыты, а №79 и №80 - открыты; Р-3 задвижки по входу в резервуар №52 и №54 - открыты, а №51 и №53- закрыты, задвижки по выходу №55,56,57 - закрыты. Все остальные задвижки остаются в положениях, при штатном режиме работы станции.

При процедуре приема СОД (средство очистки и диагностики, далее по тексту - поршень), в камеру приема СОД, задвижки №125,126 и №128 - открыты, задвижки №1-А и №127 - закрыты. После того, как поршень зашел в приемную камеру, задвижка №127, открывается, а №126, закрывается, для продавливания его до люка зачистки. Когда поршень достигает своей конечной точки, задвижка №1-А, открывается, а задвижки №125,126,127 и №128, должны быть в закрытом положении. После слива продукта и приемной камеры, через дренаж в дренажную емкость и сброса избыточного давления (смотреть по установленному на камере манометру), поршень может быть извлечен.

Заключение

В данном курсовом проекте, был произведен расчет основных физических свойств перекачиваемой нефти, при температуре перекачки 4,7 ? C; выбран диаметр магистрального нефтепровода (720мм) и его рабочее давление (4,54МПа).

Выбраны магистральные насосы НМ1800-240 (исполнение ротора №1), в количестве 2-ух рабочих и 1-го резервного; подобраны подпорные насосы НПВ600-60, в количестве 3-ех рабочих и 1-го резервного.

На основании расчетов, был определен метод регулирования режима работы станции - метод изменения частоты вращения ротора насосного агрегата.

В соответствии с объемом перекачки и назначением станции, произведен расчет полезного объема резервуарного парка ГНПС ЭУ и, в соответствии с этим выбраны резервуары, РВСП-20000 3-и штуки и 1-ин аварийный РВС-5000.

А также было выбрано оборудование остальных основных узлов, рассчитана система сбора и дренажа утечек, произведен выбор запорной, регулирующей и предохранительной арматуры.

На основании расчетов составлена технологическая схема.

Все расчеты и выбор оборудования, согласованы с нормативно-технической документацией и технически обоснованы.

Список используемо литературы и технической документации

1. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / А. А. Коршак, А. М. Нечваль; Под ред. А. А. Коршака. -- СПб.: Недра, 2008. -- 488 с.

2. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз нефтепроводов: Учебное пособие для вузов /Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Корщак А.А., Шаммазов А.Н. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002г.-658 с.

3. Проектирование эксплуатация магистральных нефтепроводов, Часть 1: Учебное пособие / Краус Ю.А. -Омск: изд. ОмГТУ, 2010 - 109с.

4. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

5. Гост 12124 -87*Насосы центробежные нефтяные для магистральных нефтепроводов.

6. Иванов Р.Н., Конспект лекций «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций».

7. Иванов Р.Н., «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Методические указания к выполнению задания».

Приложение А

Таблица №1.

Таблица№2

Таблица №3.

 Таблица №4. НМ 1800-240

Таблица №5. НПВ 600-60

Таблица №6.

Таблица №7.

Таблица №8.

Таблица №9.

Таблица №10. Характеристика фильтров-грязеуловителей

Приложение Б

Рисунок №1 Характеристика насоса НПВ600-60 (на воде при Т=20 ? С)

Рисунок №2. Характеристика насоса НПВ1800-240 (на воде при Т=20 ? С)

Рисунок №3. Коэффициенты пропускной способности регулирующих клапанов с линейной (а) и равнопроцентной (б) пропускной характеристикой.

Таблица №1. Определение напора станции при обточке рабочего колеса основного насоса.

Рисунок №4 График изменения напорных характеристик основного насоса и станции до и после регулирования при обточке ротора основного насоса. М₁ - рабочая точка «трубопровод - насосная станция» до регулирования, М₂ - рабочая точка «трубопровод - насосная станция» после регулирования.

Приложение В

Рисунок № 1. Клапан предохранительный пружинный 1 - корпус; 2 - седло; 3, 6, 7 - прокладка; 5 - винт; 8 - золотник; 9, 11, 16, 21 - прокладка; 10 - перегородка; 12 - опора; 13 - крышка; 14 - шток; 15 - винт регулировочный; 17, 19, 26, 30 - гайка; 18 - шплинт; 20 - колпак; 22 - пробка; 23 - кулачок; 24 - валик; 25 - шпонка; 27, 29 - шпилька; 28 - пружина; 31 - втулка.

Рисунок №2 Задвижка: а - внешний вид; б - основные элементы задвижки; 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - затвор; 4 - шпиндель; 5 - гайка от шпинделя; 6 - уплотнение «корпус - крышка»; 7 - уплотнение сальника; 8 - рукоятка; 9 - шпильки; 10 - седло.

Рисунок №3. Регулирующие односедельные (а) и двухседельные (б) клапаны:1 - корпус; 2 - крышка; 3 - шток; 4 - седло; 5 - плунжер.

Рисунок №4. Схема действия сил в кориолисовом расходомере: 1 - колебания трубы сенсора; 2 - силы, действующие на трубу при ее движении вверх; 3 - труба сенсора и пара сил, приводящая к ее закручиванию.

Полупогружные вертикальные электронасосные агрегаты серии внд. Особенности конструкции и области применения:

? рекомендуются для модернизации позиций с насосами НОУ, Н1В, НВ, НВ Е, НВН, НВМ, НЦСГ, 12НА9х4 и др.;

? основное применение - перекачивание загрязненных вод и нефтепродуктов (и их смесей) с вязкостью до 100 сСт из подземных дренажных емкостей;

? объемное содержание твердых включений в перекачиваемой среде до 3%, размером до 7мм;

? рабочая температура от 0° до + 80°С;

? глубина погружения от 1 до 9м;

? требуют минимального обслуживания и контроля, в том числе дополнительной защитной автоматики;

? устанавливаются на открытом воздухе без навеса (клим. исп. УХЛ1);

? два торцовых уплотнения с промежуточной камерой, заполненной затворной жидкостью;

? герметичная «сухая» колонна с шарикоподшипниковыми опорами, заполненными смазкой;

? изготавливаются по ТДФА.062621.100.ТУ;

? Разрешение на применение ФС ЭТАН РРС 00 31932 от 18.11.2008г.;

? включены в Реестр ТУ и ПМИ АК «Транснефть».

Материалы погружной и проточной частей

? сплав 06ХН28МДТ;

? сталь типа 12Х18Н10Т;

? сталь типа 10Х17Н13М3Т;

? сталь 09Г2С;

? сталь 35ХМЛ;

Высоконапорные многоступенчатые агрегаты линейки ВНД50/150...640 -- новое поколение полупогружных центробежных насосных агрегатов для нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей отрасли. Конструктивная схема вала ротора насоса -- двухопорная на подшипниках качения, изолированных от перекачиваемой среды посредством системы двойных торцовых уплотнений по схеме «Тандем». Возможен визуальный контроль за состоянием затворной жидкости. Данные агрегаты способны функционировать максимально долго при перекачки сильнозагрязненных нефтепродуктов без необходимости очистки фильтров. функционировать максимально долго при перекачки сильнозагрязненных нефтепродуктов без необходимости очистки фильтров.

Ричунок №5 Обратные клапаны: а - подъемный: 1 - корпус; 2 - золотник; 3 - пружина; 4 - крышка; 5 - болт; б - поворотный: 1 - корпус; 2 - захлопка; 3 - крышка; 4 - серьга.

Размещено на Allbest.ru